Основой развития ВСТО-2 стали инновационные решения

В России 2021-й объявлен Годом науки и технологий. В этом контексте большое значение приобретает синергия реального сектора экономики с инновационными проектами. Неоценим опыт компаний, уже построивших свою деятельность на такой платформе. В ДФО их немало, особенно в нефтегазовой отрасли. Одно из современных высокотехнологичных предприятий - ООО "Транснефть - Дальний Восток". Эта "дочка" ПАО "Транснефть" является оператором второй очереди трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" (ВСТО-2), которая создана с учетом самых передовых достижений науки и техники. А эксплуатация магистрали и ее отвода на Комсомольский-на-Амуре нефтезавод идет с постоянным повышением технологического уровня. И, что важно, - с использованием оборудования российского производства.

Нужное давление

По сути дела, в рамках строительства ВСТО-2 создана целевая модель эффективной нефтетранспортной организации. Уникальная модель. Еще на начальном этапе в проект были "вшиты" наиболее передовые технологии.

Сегодня степень оснащенности позволяет осуществлять на Востоке России перевалку ресурса с одним из самых низких уровней энергозатрат в отрасли. На нефтеперекачивающих станциях в комплекте с магистральными насосными агрегатами (МНА) с высокотехнологичным приводом установлены гидромуфты и (на отводе на завод в Комсомольске) частотно-регулируемые преобразователи. Они позволяют применять энергоэффективные режимы транспортировки нефти: расходовать ровно столько энергии, сколько необходимо исходя из заданного объема перекачки. Повышению энергоэффективности способствуют и особые режимы работы магистральных насосов - на максимальных оборотах.

В прошлом году ООО "Транснефть - Дальний Восток" совместно с НИИ "Транснефть", АО "Гипротрубопровод" и Центром промышленной автоматизации АО "Транснефть - Верхняя Волга" завершило модернизацию алгоритмов программного обеспечения системы автоматического регулирования давления насосов, оснащенных гидромуфтой. Новшество позволит увеличить скорость реакции системы даже на малые изменения давления в нефтепроводе. А еще - повысится запас устойчивости при давлении большой амплитуды. Чтобы проверить алгоритмы в условиях, максимально приближенных к реальным, но при этом не оказать влияния на безопасность нефтепровода, собрали стенд, который точно имитирует работу технологических участков ВСТО-2.

- В основе стенда лежит существующая гидравлическая модель линейной части нефтепровода, которая функционирует в составе тренажера единой системы диспетчерского управления, - поясняет заместитель главного инженера ООО "Транснефть - Дальний Восток" по автоматизированным системам управления технологическим процессом Михаил Донской.

Начало внедрения модернизированного алгоритма планируется на второй квартал 2021 года.

Автоматизация производства призвана обеспечить всеобъемлющий контроль за всеми технологическими процессами на объектах "Транснефти - Дальний Восток" и, самое важное, сделать их намного более безопасными. Одна из основных функций автоматики - управление технологическими процессами на нефтеперекачивающих станциях.

- Практически все элементы основного и вспомогательного оборудования на НПС у нас снабжены датчиками контроля различных параметров. На каждом объекте таких датчиков насчитывается до десяти тысяч, - рассказывает начальник отдела автоматизированных систем управления технологическим процессом ООО "Транснефть - Дальний Восток" Василий Поляков.

Автоматике можно доверять

Основной объект автоматизации - управление магистральными насосами. В них контролируются абсолютно все возможные параметры. При повышении какого-либо, например, температуры, давления или расхода, автоматика переводит технологическое оборудование в безопасный режим работы. Специальная программа отслеживает все процессы, которые происходят на технологическом объекте, и принимает определенные решения. Это не только исключает возможность аварийной ситуации, но и поддерживает все параметры в норме для обеспечения бесперебойной перекачки нефти.

Человеческий фактор при этом сведен к минимуму, система автоматизации действует настолько быстро, что обычно оператору, который работает на нефтеперекачивающей станции (НПС), не приходится вмешиваться.

- Но жизнь гораздо сложнее модели, не все можно спрогнозировать и оцифровать, - продолжает Поляков. - И человек в любом случае должен контролировать технологический процесс, следить за тем, как автоматика выполняет свои функции. Об отклонениях в ее работе оператор должен сообщить. И принять соответствующие решения.

Автоматическая система пожаротушения - еще один очень важный элемент работы НПС. В случае нештатной ситуации она запустит насосы - водяные и пенные. Кроме этого, на станциях есть множество систем автоматизации локального характера - очистных сооружений, переработки биоотходов, вентиляции и кондиционирования, контроля загазованности.

Ежесекундно единая система управления обеспечивает безопасную транспортировку нефти по трубопроводу протяженностью свыше двух тысяч километров

Оператор получает полную и точную информацию с каждого "своего" агрегата. В диспетчерские пункты в Хабаровске, Белогорске и Дальнереченске поступает информация обо всем, что происходит на линейной части и НПС. Так работает предмет гордости специалистов "Транснефти" - единая система управления (ЕСУ) ВСТО-2. Этот программно-технический комплекс предназначен для контроля технологического процесса, управления режимами работы и автоматической защиты участков магистрали. Ежесекундно она обеспечивает безопасную транспортировку нефти по трубопроводу протяженностью свыше двух тысяч километров.

ЕСУ позволяет "одной кнопкой" производить запуск и остановку технологического участка нефтепровода.

- В случае возникновения нештатной ситуации она выведет НПС из работы, при этом нефть в обход этой станции будет двигаться дальше по трубе, - объясняет Василий Поляков.

Технологическое развитие и здесь происходит в режиме нон-стоп. В 2020 году ООО "Транснефть - Дальний Восток" модернизировало единую систему управления. Это сделано с целью оптимизации работы новых нефтеперекачивающих станций - №№ 23, 26, 32, введенных в эксплуатацию в 2019-м. Были усовершенствованы системы автоматизированного управления магистральным трубопроводом, диспетчерского контроля и управления, поддержки принятия решений диспетчера, контроля сейсмического воздействия. Кроме того, изменения внесли и в оптоволоконную систему мониторинга трубопровода. Непосвященным такое перечисление, конечно, мало что скажет, но для нефтетранспортников ясно: все это позволило повысить безопасность эксплуатации ВСТО-2, а еще, что немаловажно, обеспечило плавный переход между режимами работы магистрального трубопровода.

Труба под наблюдением

- Наверное, одна из важнейших подсистем ЕСУ - комплекс обнаружения утечек, - продолжает Поляков. - В нем заложена математическая модель прогнозирования гидравлического давления на трубопроводе. Он получает реальные данные со всех станций и датчиков и сравнивает их с эталонными.

Эта система позволяет определять гипотетическую утечку нефти благодаря волоконно-оптическому кабелю. Он проложен вдоль всего трубопровода, в непосредственной близости от него, и используется в качестве датчика, реагирующего даже на самые незначительные колебания грунта и изменения его температуры. И сейсмическая активность, и передвижение человека - все вызовет реакцию автоматики. В случае расхождения данных система очень точно определит место неполадки и сигнализирует "куда надо". А если поймет, что отклонения от параметров достаточно серьезные, сама переведет нефтепровод в безопасный режим.

Особые инновационные решения используются при плановой диагностике магистральных трубопроводов. В 2020 году нефтетранспортники проинспектировали более 2052 километров - это все 12 участков ВСТО-2 протяженностью 2047 километров и плюс пять километров резервной нитки подводного перехода через реку Биру. Для работ задействовали внутритрубные инспекционные приборы, созданные АО "Транснефть - Диаскан". Их работа основана на применении различных физических принципов (ультразвуковые, магнитные приборы) и дает возможность всесторонней оценки состояния нефтепроводов.

В нынешнем году трубу тоже будут проверять. Общая протяженность инспектируемой нефтяной артерии составит около 2087 километров - к прежнему объему работ присоединился контроль на резервной нитке подводного перехода через Амур. С этого и начали: умный прибор-профилемер уже успешно проверил участок. Такой аппарат выявляет и измеряет возможные изменения геометрии трубы: перемещения, изгибы, повороты. Кроме того, он определяет координаты оси магистрали.

Перечислить все технологические "фишки" предприятия очень сложно. Среди них использование резервуаров с плавающей крышей и противотурбулентных присадок, выпущенных на заводе "Транснефть - Синтез" в Татарстане, ввод в эксплуатацию установки для регенерации трансформаторного масла, а также многое другое.

Примеры говорят об одном: особенность системы ВСТО-2 - в постоянном технологическом развитии и НПС, и линейных объектов. Результаты не заставляют себя ждать. Они и в обеспечении надежности транспортировки ресурса, и в повышении эффективности работы, и в минимизации воздействия на природу. А еще - в том, что можно "потрогать", ну или, по крайней мере, просчитать: в энергосбережении. Передовые энергоэффективные технологии позволяют добиться масштабного снижения производственных затрат. В 2020 году экономия в ООО "Транснефть - Дальний Восток" относительно планового потребления составила 838 тонн условного топлива. В денежном выражении это больше 10,5 миллиона рублей. Почти половина суммы - за счет оптимизации технологических процессов по транспортировке нефти. Планируется, что эффект от реализации программы энергосбережения в 2021 году составит 10,2 миллиона рублей. Очень выгодная это вещь - технологии.